适用于强水储层的注水防膨技术研究

乌干达k油田地层强水敏,拟注低矿化度的湖水开发,注入水与地层之间存在较强的不配伍,本文分别利用离心法、线性法、管系法三种方法综合评价了防膨剂8种防膨剂,确定了防膨剂的种类HTW-1,最佳用量为2%,利用筛选出防膨剂分别评价了连续注入方式和段塞注入方式,最终确定连续注入有利于长期注入。探讨了KCl与防膨复配降低防膨剂用量,从而降低注水成本。     

蒸汽吞吐伴注防膨剂技术在敏感性稠油油藏中应用试验

金家油田沙一段油藏类型属地层岩性油藏,具有油稠、出砂、净总比小、粘土矿物含量高、强水敏等特征。室内实验表明:金家油田原油粘度对温度敏感性强,有良好的热采开发前景。但经过蒸汽吞吐试验后发现,单纯的蒸汽吞吐效果与方案设计指标,以及与类似稠油油藏开发效果对比差距较大,表现为油汽比太低,阶段采出程度少等方面。通过对金家油田沙一段真实岩心的评价实验和填砂模型进行蒸汽伴注防膨剂吞吐实验,摸索不同的驱替方式和注入参数,研究适合沙一段油藏类型的开发方式。通过评价实验表明:在注入体积相同的情况下,岩心在常温蒸馏水和高温蒸汽驱替时表现出不同的渗透率下降,但是高温蒸汽注入时,渗透率下降相对较少。通过对真实岩心加工过的填砂管实验模拟研究发现,通过高温注汽时伴注高效防膨剂SLA S-3能够实现高油汽比,采出程度也相比普通蒸汽吞吐要高14%。目前,注蒸汽伴注高效防膨剂技术已经在金家油田金10-平1井取得良好的应用效果,进而也为下一步解决金家油田沙一段高储低产的开发现状提供了良好的借鉴意义。     

渤海S油田注水井防膨影响因素研究

阳离子季铵盐聚合物BHFP-02防膨剂长期应用于海上S油田A区块、B区块注水井防膨作业，防膨缩膨效果优异。从历次现场防膨井施工作业效果反馈，44井次防膨作业效果明显，19井次防膨作业效果不明显。历次防膨作业井中挑选效果不明显的3口井，根据防膨井选井依据，对S油田区块岩芯模拟地层水及标准盐水水敏性实验、地层水速敏及煤油速敏性实验及单井注入量、防膨剂耐冲刷性、防膨率实验、单井设计药剂量及油藏单井配注量等，分析不明显防膨井存在的影响因素。结果表明：S油田储层水敏指数为0.43～0.63,属于中偏强水敏，注入水矿化度低于临界矿化度，防膨井储层存在水敏伤害；S油田A区块地层属弱速敏性，B区储层为弱以及中等偏弱的流速敏感，注水速度应控制在临界流速以下，减小速敏对防膨井储层均影响；对注水量高的防膨井，可优化注水频次和提高防膨剂的吸附能力，来保证防膨井效果及防膨有效期。     

防膨抑砂射孔液在渤海A油田的应用

针对渤海A油田5%~10%高粘土含量、50~300mD岩心渗透率的中低渗储层,研发一种防膨抑砂射孔液体系。体系配方的药剂为有机胺类小阳离子粘土防膨剂(BH-FP03)+阳离子表面活性剂(BHQ-04)+无机盐A(NH4Cl)+无机盐B(KCl)。室内实验评价结果表明,这种防膨抑砂射孔液在地层温度条件下,防膨率可以达到85.1%,防塌效果好;针对不同矿化度的作业用水,粘土含量质量分数为10%、渗透率在50~300mD的人工岩心,防膨抑砂射孔液的渗透率恢复值均大于80%。经渤海A油田B井射孔作业表明,使用防膨抑砂射孔液进行射孔后,启泵投产6天后达到预期水平,防膨抑砂射孔液具有良好的储层保护作用。     

用于渤海油田注水井的复合解堵剂的研究及性能评价

针对渤海油田储层堵塞的问题,开发了一种适合渤海油田注水井的复合解堵剂MJD-3,并对复合解堵剂MJD-3的溶垢性能、防膨性能、腐蚀性能及综合解堵效果进行了评价,结果表明:该解堵剂对渤海油田注水井储层的有机垢和无机垢的溶解率均可达到90%以上,防膨率可达80%以上,腐蚀速率小于0.25 g/(m~2·h),具有较好的溶垢、防膨及缓蚀性能。同时,该复合解堵剂能使污染后的天然岩心渗透率恢复值达到90%以上,基本恢复至初始状态,起到了较好的解堵效果,能够达到注水井解堵增注的目的。     

稠油油藏新型抗高温防膨剂研制

本文介绍了新型高温防膨剂的现状、实验方法、合成工艺及性能测试。实验表明，通过采用多种功能单体合成的新型抗高温防膨剂具有良好的抗温防膨效果，常温线性相对膨胀度比油田对比样品低33．33％，300℃高温页岩回收率比油田对比样品高40．88％。在常温和300℃高温下，防膨能力均大大优于现有的防膨剂。     

修井液用小阳离子防膨剂的评价与应用

渤海油田普遍存在中至强的水敏性.修井液的漏失,容易引起地层粘土颗粒膨胀与运移,导致修井后产能恢复困难.使用环氧丙基三甲基氯化铵与二甲基二烯丙基氯化铵均聚物复配的有机小阳离子聚合物防膨剂BH-FP03,室内评价防膨率达到90％以上.岩心流动实验结果表明,低渗透岩心渗透率恢复值大于90％.现场应用修井后产能恢复期缩短至7d...     

耐高温黏土稳定剂的研制与性能评价

针对渤海油田水敏性稠油油藏注热开采易引起的黏土矿物水化膨胀、储层物性变差等问题,研制了一种耐高温黏土稳定剂.通过室内正交试验考察了不同的因素对单体聚合反应的影响,合成了季铵盐型阳离子聚合物CSL-1,并以CSL-1为基础研制了耐高温黏土稳定剂CS-H,对其进行了静态防膨、耐水洗、耐高温、动态防膨性能等评价研究.实验结果表明:CSL-1的最佳合成条件为单体质量分数为60％,反应温度为60℃,pH值为6,引发剂用量为0.75％.CS-H具有优异的防膨性能,质量分数达到2％以上时,CS-H的防膨率可达到90％以上,且耐水洗性能良好,耐温可达到250℃,对应用于稠油热采油田具有较广的温度适用范围.200℃以及250℃的动态防膨实验结果表明:CS-H对岩心的渗透率保留率均达到了89％以上,该黏土稳定剂有利于保护地层渗透能力、减轻水敏伤害.     

新型多元复合酸化解堵液体系研究

针对海上H油田油井储层堵塞原因复杂、堵塞物种类多样以及常规土酸和盐酸解堵增产措施效果较差等问题,研制了一种新型多元复合酸化解堵液体系,主要由新型多元鳌合酸、防膨剂、缓蚀剂、助排剂以及互溶剂组成。室内评价了该酸化解堵液体系的综合性能,结果表明:该酸化解堵液体系具有良好的溶蚀能力,对目标油田现场无机垢的溶蚀率达到90%,对有机垢的溶蚀率达到85%以上;该酸化解堵液体系对目标区块储层段岩屑的防膨率达到90%以上,对油井现场套管钢的腐蚀速率仅为0.713 2 g/(m~2·h),有良好的防膨效果和缓蚀效果;该酸化解堵液体系对目标区块储层天然岩心的解堵效果较好,可以使天然岩心的渗透率恢复值达到100%以上,能在解除岩心孔隙内堵塞物的同时,改善岩心基质渗透率。该体系的酸化解堵效果优于常规土酸和盐酸,具有较好的推广应用前景。     

化学助剂对地层岩心吸附伤害及抑制剂优化研究

针对延长油田低渗透油藏注水困难的问题,选用延长油田长2地层的岩心,采用吸附伤害实验和吸附前后红外分析、扫描电镜定性分析,研究了阻垢剂和阳离子缓蚀剂在岩石颗粒表面的吸附伤害特性,筛选优化了抑制剂的防膨效果。结果表明,阻垢剂HEDP和咪唑啉缓蚀剂均对地层岩心吸附,伤害率达到70%。醋酸铵抑制剂在岩心颗粒表面吸附后,削弱了岩石表面电势,降低了岩石表面黏附能,对黏土颗粒具有较好的防膨效果,可降低近15%,能够降低注入水对岩心渗透性的伤害程度,明显提高低渗透油藏注水效率。     

压裂液用高效胺类复合型防膨剂的性能研究

根据压裂液行业标准对多羟基胺类复合型防膨剂进行室内性能评价,为其现场应用奠定基础。结果表明,复合型防膨剂在加量为0.5%时,防膨率高达82%;耐温抗剪切性能、热稳定性能均较好,对压裂液破胶性影响小,与压裂液配伍性良好,对岩心水敏性伤害小。     

压裂液用高效胺类复合型防膨剂的性能研究

根据压裂液行业标准对多羟基胺类复合型防膨剂进行室内性能评价,为其现场应用奠定基础。结果表明,复合型防膨剂在加量为0.5%时,防膨率高达82%;耐温抗剪切性能、热稳定性能均较好,对压裂液破胶性影响小,与压裂液配伍性良好,对岩心水敏性伤害小。     

黏土矿物的防膨技术研究进展

在分析了黏土矿物主要膨胀类型和稳定性的基础上,根据黏土矿物的膨胀类型和防膨机理,对黏土矿物的防膨技术进行了研究性综述,介绍了防膨的评价标准,并对无机盐类、无机盐聚合物类、有机阳离子聚合物类、阳离子表面活性剂类、阴离子表面活性剂类、非离子型表面活性剂类、淀粉及木质素类、糖苷类、酸类防膨剂、微生物类防膨、胶质沥青类防膨剂,进行了防膨原理简述与客观评价。展望了未来的防膨剂及防膨类型,不但可研发出多种类型防膨剂,还可对防膨剂的多元复配及微生物防膨、环保型防膨剂进行研究。     

压裂液用小分子防膨剂的优选及合成

合成4类季铵盐型防膨剂,以防膨率和与压裂液配伍性为主要指标,经初步筛选评价,优选得到一种以环氧氯丙烷和二乙醇胺为原料合成的小分子季铵盐聚氯化二羟乙基(2-羟基)丙基氯化铵(EPD)用于压裂液的防膨剂。对其合成条件进行优化,实验表明,当环氧氯丙烷与二乙醇胺以单位物质的量比为1∶1,在30℃下加料,反应温度为60℃,反应时间为3h条件下合成的防膨剂防膨率最高;当其加量为0.5%时,防膨率为78%;耐温试验表明其耐温性能较好。     

浅谈注水井防膨效果评价方法

渤海Z油田黏土含量高,水敏性强必须要对储层进行防膨。但目前行业、企业均未对防膨效果评价有明确规定,大量文献也表明目前对防膨效果与评价指标也存在多样性。结合油田近19年实际生产数据分析认为视吸水指法能够较好地体现注水井防膨的实际效果,结合油井端地层压力的变化,综合考虑油水井井况、工作制度,最终能客观评价注水井防膨效果,为油田实施周期性防膨提供依据。     

储集岩热解地球化学录井在南堡凹陷的研究与应用

南堡凹陷主要的开采层位为东营组一段、东营组二段、东营组三段、沙河街组一段、沙河街组二段、沙河街组三段。由于该区域属于油田开发中后期,采用注水开采、注气开采,导致储集层的流体性质发生改变,常规气测录井解释评价的难度增加,为了提高该区域油气水层解释的精度,笔者经过对20口井35层储集岩热解地球化学数据分析,选取有试油结论的278个井壁取心数据与钻井取心岩心数据进行统计分析,筛选出特征明显的参数气态烃(S_0)、游离烃(S_1)、裂解烃(S_2)、油产率指数(OPI)、轻重比(S_1/S_2),笔者经过数据整理,构建了南堡凹陷储集岩热解地球化学录井解释交汇图版与解释评价标准,使用此方法,解释效果显著,解释符合率达到了85.7%,为南堡油田勘探开发提供了有力的支撑。     

高温泡沫剂与防膨剂的配伍性研究

研究了高温泡沫剂GFPJ-1与防膨剂CH-1、CH-2的配伍性。一方面,考查了高温泡沫剂GFPJ-1对防膨剂CH-1、CH-2防膨效果的影响;另一方面,研究了防膨剂CH-1、CH-2对高温泡沫剂GFPJ-1发泡性能的影响。结果表明,高温泡沫剂基本上不影响防膨剂的防膨效果,防膨剂对高温泡沫剂的发泡性能有一定的影响;当w（防膨剂）≤0.5%时,防膨剂对高温泡沫剂的发泡性能影响较小,当w（防膨剂）〉0.5%时,防膨剂对高温泡沫剂的发泡性能影响较大。不同防膨剂CH-1、CH-2对于同一种高温泡沫剂的发泡性能具有不同的影响。     

海上稠油入井液伤害机理及低伤害入井液体系研究

针对埕岛油田海上稠油油藏入井液进入地层易造成地层伤害,分析了海上稠油入井液伤害机理并研究了适合海上稠油油藏低伤害入井液体系。结果表明:海上稠油粘度对温度十分敏感,低温入井液易造成冷伤害。同时携砂液与海上稠油易发生乳化作用,导致入井液返排困难,造成地层伤害;且胍胶携砂液比清洁携砂液的伤害更大。在现有入井液体系的基础上研发出低伤害入井液体系:0.4%破乳剂+2%防膨缩膨剂+4%原油流动改善剂GS,通过岩心伤害评价得出该体系的渗透率伤害率小于15%。     

一种新型高效压裂用粘土防膨剂的性能研究

本文介绍了分子结构为三支链含有有机阳离子的聚合物与氯化钾以一定比例复配的复合型压裂用防膨剂;考察了按照一定比例复配出的压裂用防膨剂按照不同用量对粘土的抑制作用。结果表明,此压裂用防膨剂在冀东油田压裂液体系中用量选择0.5%能够满足要求,防膨率高达94.74%;与压裂液配伍性良好,对压裂液破胶性能影响较小。     

低渗油田注水防膨技术研究及应用

水敏伤害是低渗透油藏主要伤害类型之一,本文通过大量实验研究了胜利油区低渗油田的水敏伤害规律,筛选了适合注水过程中使用的防膨剂,在现场应用取得了良好的应用效果,达到了降压增注的目的,确保低渗透油田实现稳定注水。